tesis-006e

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Caracterización de la Formación Vaca Muerta como
reservorio no convencional en el área Loma Jarillosa Este
: enfoque sísmico
Fragomeno, Matías
Especialista en Geociencias de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos
Dirección: Vergani, Gustavo
Co-dirección: María, Sebastián
Facultad de Ciencias Naturales y Museo
2018
Acceso en:
http://naturalis.fcnym.unlp.edu.ar/id/20190528001675 
Naturalis
Repositorio Institucional
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Universidad Nacional de la Plata 
Especialización en Geociencias de la Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos 
“CARACTERIZACIÓN DE LA FORMACIÓN VACA MUERTA 
COMO RESERVORIO NO CONVENCIONAL EN EL ÁREA LOMA 
JARILLOSA ESTE. ENFOQUE SÍSMICO” 
Tesina de Posgrado 
Matías Fragomeno 
Director 
Gustavo Vergani 
Codirector 
Sebastían María 
La Plata, Argentina 
Octubre 2018 
i 
AGRADECIMIENTOS 
A mi familia, por el soporte constante. 
A Gustavo Vergani, director de esta tesina, por su ayuda, consejos y tiempo. 
A Sebastián María, codirector, por su espacio y disponibilidad. 
A Ángela Melli, directora de la carrera, por su tiempo y paciencia, y por 
permitirme utilizar las instalaciones de la especialización cuando era requerido. 
A Pluspetrol, por la ayuda incondicional de sus profesionales y por proveer la 
información necesaria. 
ii 
iii 
ÍNDICE 
1. Introducción………………………...……………………………..………….1
1.A. Marco Geológico ………………………………….……………..…..……2
1.A.i. Evolución Tectónica …………………………..………….….....….…2
1.B.ii. Regiones Morfológicas …………………………..….…….....….…..4
1.C.iii. Estratigrafía ………………………………………………………..…6
1.B. Estratigrafía Sísmica …………………………………..……………...…..8
2. Sistema Petrolero …………….……………………………………………12
2.A. Generalidades ……………………………………………………...…….12
 2.B. Play Vaca Muerta ………….……………………………………………..15 
3. Loma Jarillosa Este …………………….…………………….…………...19
3.A. Antecedentes y Sistema Petrolero ………...……………….………….19
3.B. Características de la Fm. Vaca Muerta ………………….…………….19
3.B.i. Estratigrafía y Mineralogía ………………………………..….…….19
3.B.ii. Estructura ………………………………………………….…..…….21
3.B.iii. Caracterización y estratigrafía sísmica ……………………...…..24
3.B.iv. Geoquímica ……………………….…………….……………..…...27
4. Información y Metodología de trabajo ……….…………………..……..31
5.Resultados …………………………...……………………………………....40
5.A. Mapas estructurales e isopáquicos ……………………………………40
5.B. Atributos Geométricos …………………………………………………..44
5.B.i. Varianza ……………………………………………………………...44
5.B.ii. Curvatura Máxima ……………………………………………….....46
 5.B.iii. Curvatura de Buzamiento …………………………………………46 
5.C. Atributos Estratigráficos …………………………………………………48
5.C.i Inversión Genética Uranio …………………………………………..48
5.C.ii Inversión Genética Gamma Ray ………………………………..…51
5.D. Propiedades Elásticas y Geoquímicas ..………………………………55
5.D.i. Tiempo de tránsito compresional (DTC) ………………………….56
5.D.ii. Densidad (DEN) …………………………………………… ………59
5.D.iv. Tiempo de tránsito de cizalla (DTS) …………………………......61
5.D.v. Contenido orgánico total (COT) …..……………………………....63
iv 
5.E. Propiedades Elásticas n y E ............…………………………………69
5.E.i. Coeficiente de Poisson (n) ………………………………………...69
5.E.ii. Módulo de Young (E) ……………………………………………...70
6.Conclusiones ……………………………..…………………………..………72
7.Bibliografía ……………………………………….…..…….…………………74
v 
 
PRÓLOGO 
En la Cuenca Neuquina la mayor parte de los hidrocarburos acumulados en 
reservorios convencionales tuvo su origen en la Fm. Vaca Muerta, siendo la roca 
madre más conocida de la cuenca con miles de pozos que la atraviesan. Es por 
esto, que la industria petrolera ha puesto en los últimos años especial interés 
sobre su potencial como reservorio no convencional, debido a la existencia de 
hidrocarburos remanentes en su matriz. 
En el presente informe se ha decidido caracterizar en el área de concesión 
Loma Jarillosa Este a dicha formación desde el punto de vista sísmico con el fin 
de identificar las zonas o intervalos de mayor potencial prospectivo a través de 
la predicción de propiedades de interés de los pozos. 
La Fm. Vaca Muerta integra junto a la Fm. Quintuco secuencias progradantes 
hacia el NO con facies carbonáticas proximales (Quintuco) y silicoclásticas 
distales (Vaca Muerta). Su potencia en el área tiene un promedio de 100 metros 
y disminuye levemente en esa dirección. Litológicamente está compuesta por 
margas bituminosas, cuyo contenido orgánico (COT) es considerablemente 
elevado en la sección basal. Estructuralmente exhibe condiciones poco 
complejas, evidenciada por la presencia de tres trenes de fallas normales de alto 
buzamiento hacia el NE y SO alternativamente. Los atributos sísmicos 
geométricos de Varianza y Curvatura, revelan esta estructuración y confirman la 
interpretación original. 
Utilizando el cubo de amplitudes sísmicas se ha decidido predecir ciertas 
propiedades de interés de los pozos. El perfil de rayos gamma y la concentración 
de uranio responden respectivamente al contenido litológico y orgánico, por lo 
que a partir del atributo de Inversión Genética de cada uno de ellos, se obtuvieron 
volúmenes que permitieron demostrar que la sección inferior posee litologías 
finas y alto contenido orgánico 
La posesión del cubo de impedancia acústica (IA) también permitió delinear 
las propiedades geofísicas que a ella la definen. La IA es el producto de la 
velocidad compresional (Vp) y la densidad (DEN), y posee una relación inversa 
con el contenido orgánico que imprime bajas velocidades y densidades. Tiene 
los menores valores para la base de Vaca Muerta, en concordancia con los 
porcentajes altos de COT que se midieron en los sondeos. 
Volúmenes de Tiempo de tránsito compresional (DTC-inversa de Vp-), de 
cizalla (DTS) y densidad, obtenidos a partir de regresiones apropiadas a escala 
de pozo y luego trasladadas al cubo, permitieron la caracterización intrínseca de 
estas propiedades. Las tres de ellas tienen los menores valores para la sección 
inferior de Vaca Muerta. Lo propio también se hizo con el COT, obteniendo 
valores promedio entre 5 y 6 % en la base disminuyendo hasta <2% próximo al 
techo. 
Con características similares, pero menos marcadas, una sección de menor 
espesor se identificó en la parte media superior de la formación. Los dos niveles 
guardan relación con la configuración de las unidades secuenciales, ya que se 
localizan a partir de sus límites inferiores. 
vi 
 
Las propiedades elásticas Coeficiente de Poisson (n) y Módulo de Young (E) 
son propiedades preliminares muy importantes a la hora de estudiar desde el 
punto de vista geomecánico a una roca y de planificar el diseño del 
fracturamiento hidráulico. Las secciones más frágiles son las más pobres en 
COT, y las más dúctiles las más ricas. Por lo tanto, su determinación en este 
trabajo es de gran interés. 
Los resultados contribuirán a un mejor conocimiento de la Fm. Vaca Muerta, 
proveyendo una base para la predicción y delineación de reservorios no 
convencionales. 
vi 
1 
 
INTRODUCCIÓN 
La Fm. Vaca Muerta constituye uno de los recursos de hidrocarburos no 
convencional de excelencia mundial. Su jerarquía como la roca madre más 
importante de la Cuenca Neuquina en la Argentina es conocida prácticamente 
desde los inicios de la actividad petrolera en dicha cuenca. Sin embargo, el auge 
que adquirió en los últimos diez años responde esencialmente al agotamiento 
natural de los plays convencionales, pero también a sus características 
geoquímicas, petrofísicas y geográficas muy atractivas. De aquí entonces su 
importancia y la necesidad de prospección que revele zonas apropiadas para su 
desarrollo. 
El bloque Loma Jarillosa Este(figura 1) se sitúa a 60 km al noroeste de la 
ciudad de Neuquén en la región centro-este de la cuenca neuquina próximo al 
límite provincial entre Río Negro y Neuquén. Su desarrollo como yacimiento 
convencional, siendo la Fm. Tordillo la roca reservorio que se decidió explotar, 
comenzó en el año 2008, encontrándose a la fecha su producción casi agotada. 
Pero el nuevo contexto exploratorio de reservorios no convencionales puso 
interés en la Fm. Vaca Muerta del área, al igual que en otras áreas de la cuenca. 
En este trabajo se pretende caracterizar como reservorio no convencional a 
dicha formación, a partir de la información sísmica disponible en el área de 
concesión Loma Jarillosa Este y evaluar su potencial prospectivo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1. Ubicación del área Loma Jarillosa Este. En línea azul el límite de la Cuenca Neuquina. 
2 
 
Marco Geológico 
 
Evolución Tectónica 
La cuenca neuquina está ubicada al este de los Andes en el norte de la 
Patagonia. Cubre un área de más de 120.000 km2 en el oeste central de la 
Argentina, abarcando las provincias de Neuquén y parte de Mendoza, La Pampa 
y Rio Negro. Su registro estratigráfico de más de 6000 m de espesor incluye 
tanto facies continentales como marinas siliciclásticas, carbonáticas y 
evaporíticas con edades que van desde el Triásico al Paleógeno (figura 2). 
Desde el punto de vista hidrocarburífero es la cuenca más importante del país 
con el 41% de la producción total de petróleo en la Argentina y el 59% de la 
producción de gas (Revista Petrotécnica N°4, IAP, 2017). 
Su historia geológica está marcada por diferentes etapas tectónicas que han 
quedado plasmadas en el registro sedimentario (tomado del Relatorio del XVIII 
Congreso Geológico Argentino, 2011, Neuquen): 
 
1. Syn-rift (Triásico superior – Jurásico inferior). Desarrollo del ciclo 
Precuyano (Gulisano et al., 1984) y parte del Cuyano inferior sobre un 
basamento integrado por metamorfitas silúricas y devónicas, y, plutonitas y 
vulcanitas del carbonífero - triásico inferior incluidas de forma general dentro del 
Grupo Choiyoi (figura 2). 
2. Post-rift (Jurásico medio – Cretácico inferior). Durante el Jurásico inferior 
y medio comenzó la subducción en el margen occidental de Gondwana 
(Franzese et al., 2003) y a partir del Jurásico superior ya se había desarrollado 
el arco magmático. La subsidencia generada en el retroarco originó las 
condiciones para que se produjeran transgresiones desde el Oceano Pacífico a 
través de aperturas en el arco (Spalletti et al., 2000; Macdonald et al., 2003), que 
junto con la extensión detrás del arco propiciaron la depositación de potentes 
sucesiones sedimentarias que involucran cambios en el nivel del mar, en las 
tasas de aporte sedimentario y subsidencia (Howell 2005). Los depósitos de esta 
etapa se dividen según Groeber (1946) y Groeber et. al. (1953) en dos grandes 
ciclos sedimentarios separados por discordancias regionales: ciclo Jurásico y 
ciclo Ándico (figura 2). 
-Ciclo Jurásico (Hettangiano-Oxfordiano). 
Constituido por sedimentitas marinas del Grupo Cuyo (Fm. Los Molles y Fm. 
Lajas) de aproximadamente 2500 m de espesor, dónde se registra en el 
Pliensbaquiano la máxima expansión del mar [Subciclo Cuyano (Hettangiano – 
Calloviano medio)]. Luego de una reactivación tectónica (movimientos 
intercalovianos) se deposita en forma discordante la sucesión correspondiente 
al Grupo Lotena. El mismo está constituido por sedimentos clásticos y 
carbonáticos que representan un ciclo transgresivo-regresivo [Subciclo 
Loteniano – Chacayano (Calloviano medio – Oxfordiano superior)]. 
 
 
3 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2. Columna estratigráfica de la Cuenca Neuquina. Tomado del Relatorio del XVII Congreso 
Geológico Argentino 2011. 
4 
 
-Ciclo Ándico (Kimmeridgiano – Albiano). Se desarrolla luego de un importante 
cambio paleogeográfico producto del alzamiento y migración del arco volcánico 
(movimientos Intramálmicos o Araucánicos) que anularon las conexiones de la 
cuenca con el Pacífico. A su vez acontece la inversión tectónica mayor de la 
cuenca cuyo fenómeno más conocido es la Dorsal de Huincul [Kimmeridginano], 
lo que provoca una reorganización del campo de esfuerzos mesozoico 
(caracterizando el estilo extensivo jurásico - cretácico que precedió la 
fragmentación del margen SO de Gondwana). Es el Grupo Mendoza que da 
inicio a este ciclo, con un período de sedimentación continental representado por 
facies aluviales, fluviales y eólicas de edad Kimmeridgiana correspondiente a la 
Fm. Tordillo. Por encima y de forma abrupta sobreyacen las pelitas oscuras 
correspondientes a la Fm. Vaca Muerta con elevado contenido de materia 
orgánica generadas durante una inundación marina extensa en el Tithoniano 
configurando una megasecuencia con un arreglo predominantemente 
retrogradante (Leanza et al., 2011), y secuencias progradantes clásticas y 
carbonáticas de la Fm. Quintuco. Luego de un importante descenso del nivel del 
mar durante el Valanginiano se depositó en los sectores más deprimidos una 
sucesión de facies continentales, transicionales y marinas (Fm. Mulichinco) que 
representan una cuña de mar bajo. Por encima se presentan facies marinas de 
la Fm. Agrio. Finalmente, el ciclo Ándico se completa con sedimentos 
continentales, marinos someros, y evaporitas de edad Barremiana - Aptiana 
conformando el Grupo Rayoso (Fm Huitrín y Fm Rayoso) (figura 2). 
3. Compresión y cuenca de antepaís (Cretácico superior – Cenozoico) Los 
depósitos de esta etapa se incluyen dentro del ciclo Riográndico. Se caracterizan 
por ser depósitos casi exclusivamente continentales incluidos en el Grupo 
Neuquén. Sobre el mismo se disponen sedimentitas clásticas y carbonáticas de 
ambiente marino somero del Grupo Malargüe que representa la primera 
transgresión Atlántica. Posteriormente una nueva etapa de deformación en el 
Cretácico superior (movimientos Intrasenonianos) reactivó viejas líneas de 
debilidad y originó grandes cambios paleogeográficos en la cuenca (figura 2). 
 
Regiones Morfológicas 
 
En la cuenca neuquina se reconocen seis grandes regiones 
morfoestructurales (figura 3). 
-Faja Plegada 
-Alto de los Chihuidos 
-Plataforma Oriental 
-Engolfamiento 
-Dorsal de Huincul 
-Plataforma Sur 
5 
 
El bloque Loma Jarillosa Este se localiza en la región del Engolfamiento (figura 
3). La misma está limitada al norte por el lineamiento estructural Charco - Bayo 
Entre Lomas y hacia el sur por la fosa de Añelo (depocentro de gran espesor de 
sedimentos jurásicos y cretácicos). La deformación en este ambiente está 
representada mayormente por un fallamiento extensional con un leve 
componente de desplazamiento de rumbo. La cobertura conforma pliegues 
supratenues y narices estructurales de escaso tamaño y relieve estructural sobre 
aquellas fallas. Las secciones generadoras de hidrocarburos de las Formaciones 
Los Molles y Vaca Muerta tienen los mayores espesores en la región del 
Figura 3. Ubicación de la cuenca neuquina y sus regiones morfoestructurales. Tomado y modificado de 
la Transecta regional de la Formación Vaca Muerta. 
engolfamiento. La Fm. Vaca Muerta tiene además una distribución mayormente 
tabular, característica de una depositación durante la etapa de subsidencia 
termal. 
 
Evolución Estructural del Engolfamiento 
Presenta tres etapas claramente diferenciadas y cuya importancia como 
proceso formador de estructuras varía tanto temporal como espacialmente. 
-La primera, el desarrollo del rift mecánico y su transición a un régimen de 
subsidencia térmica, comenzó en el Triásico tardío. La extensión de la etapa de 
rift se prolongó en sectores del Flanco Oriental hasta el Kimmeridgiano (Veiga et 
al. 1999; Rosello y Barrionuevo 2005). 
-El segundo elemento es la propagación de las fallas del rift a la cobertura 
sedimentaria posterior, alcanzando en muchos casos hasta losdepósitos del 
Cretácico tardío del Grupo Neuquén e inclusive hasta el Cenozoico (Arregui et 
6 
al. 2005). Cabe aclarar que este fallamiento es en gran parte del tiempo que duró 
su desarrollo, coetáneo con el tercer elemento, las fallas transcurrentes 
regionales y sus sistemas de fallas en echelón asociados. 
-El tercer elemento lo constituyen los sistemas transcurrentes en general 
rectilíneos de orientación ONO (Pángaro & Bruveris 1999; Cristallini et al. 2009; 
Fernández et al. 2005; Mirenda & Carbone 2005) cuya génesis se interpreta por 
estos autores como el resultado de la propagación de fallas de alto ángulo a 
subverticales desde el basamento hacia la cobertura sedimentaria mesozoica. 
La geometría de estos lineamientos y sistemas de fallas asociados puede 
interpretarse como el resultado de un vector σ1 de esfuerzo principal con 
orientación NO. Si se considera que la máxima extensión durante la etapa de rift 
resultó en un sistema de fallas normales de basamento de orientación NO, y que 
los sistemas transtensivos en echelon son atribuibles a un σ1 NO, resta entonces 
acotar el momento en que se da la rotación de los vectores de esfuerzo. 
Sobre la base de sólidos datos de sísmica 3D e integraciones regionales, y 
del hecho de que estos lineamientos atraviesan sin cambios de rumbo rasgos 
tectónicos del rift e inclusive al Bajo de Añelo, se dedujo que los sistemas de 
fallas en echelón obedecen exclusivamente al desarrollo de fallas de rumbo 
dextrales sin control previo sobre su disposición. El fallamiento de rumbo es sin 
embargo difícil de acotar ya que su intensidad disminuye hacia los niveles 
estratigráficos más altos y en consecuencia las fallas no alcanzan a propagarse 
hasta los sedimentos del Cretácico Tardío. Como el sistema dextrógiro 
interpretado es incompatible con el σ1 E-O asociado a la deformación andina 
desde al menos el Mioceno, ésta sería la edad más joven posible para la 
deformación de rumbo y probablemente esté acotada al Cretácico. 
Estratigrafía 
El intervalo estratigráfico de interés del área de estudio está circunscripto al 
Grupo Mendoza inferior (Legarreta y Gulisano 1989) de edad Kimmeridgiana–
Hauteriviana, y limitado por las discordancias Araucánica en la base y Huncálica 
en el techo (figura 4). 
Fm. Tordillo (Stipanicic 1966, tomado del Tordillense de Groeber 1946) 
Las sedimentitas clásticas continentales kimmeridgianas son conocidas 
estratigráficamente como la Fm. Tordillo. De naturaleza fuertemente erosional 
en la superficie basal y ampliamente distribuidas en la cuenca, recibe otras 
denominaciones en el subsuelo del engolfamiento (Digregorio 1972) tales como 
Fm. Sierras Blancas (areniscas de grano mediano a grueso), y Fm. Catriel 
(areniscas finas a medianas de mayor distribución areal). 
Fm. Vaca Muerta (Weaver 1931) 
El pasaje de la Fm. Tordillo a la suprayacente Fm. Vaca Muerta se manifiesta 
por una superficie transgresiva (Spalletti y Veiga 2007). De amplia distribución, 
traslapa los límites paleogeográficos de las unidades previas presentando un 
arreglo basal retrogradante para luego pasar a ser progradante. Los depósitos 
documentan el retorno a un contexto deposicional de cuenca marina con fondo 
euxínico, circundada por un cinturón nerítico sometido a sedimentación 
7 
 
carbonática y terrígena (Legarreta y Ulliana, 1999). Leanza (1973) designó al 
área de la pendiente occidental de la sierra de la Vaca Muerta como la localidad 
tipo de esta unidad. Posee espesores variables entre 11 m en la Comarca de 
Carrín Curá hasta 1250 m en áreas depocentrales (Sa. de la Vaca Muerta, 
Huncal, Trahuncurá). Sobre la base de la fauna de amonites su edad abarca 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4. Columna estratigráfica de la región engolfamiento (Izquierda, tomado de Brisson, 1999), y 
del área Loma Jarillosa Este para el Grupo Mendoza inferior (derecha) (mbbp: metros bajo boca de pozo). 
desde el Tithoniano Temprano tardío en el arroyo Picún Leufú hasta alcanzar el 
Valanginiano Temprano en el norte neuquino. Está compuesta por pelitas y 
calizas finas con alto contenido de material orgánico (COT 3-8 % según Ulliana 
et al. 1999) de donde tomó su antiguo nombre de “margas bituminosas”. Son 
8 
 
comunes hacia la base importantes niveles de concreciones calcáreas y niveles 
radiactivos. Sobre la base de su contenido faunístico (predominantemente 
amonites, microinvertebrados y vertebrados) se infiere que la batimetría de esta 
unidad no ha superado los 250 m de profundidad, estimación que concuerda con 
la de Mitchum y Ulliana (1985) a través de la medición de las clinoformas en 
registros sísmicos. 
Formación Quintuco (Weaver 1931) 
Se considera como Fm. Quintuco s.s. al conjunto de sedimentitas 
silicoclásticas marinas acumuladas en ambientes marino somero (costero) 
durante el Berriasiano Tardío al Valanginiano Temprano. En el subsuelo de la 
cuenca la industria petrolera aplicó el nombre de Fm. Quintuco para describir 
todas las sedimentitas suprayacentes a la Fm. Vaca Muerta hasta los depósitos 
de la Fm. Centenario, quedando allí englobadas litologías muy variadas, desde 
areniscas calcáreas, calizas oolíticas y micrítas, pelitas calcáreas, anhidritas y 
dolomías. 
 
Estratigrafía Sísmica 
Pioneros en el análisis depositacional secuencial fueron Robert Mitchum Jr. y 
Miguel Ulliana, quienes en 1985 publican un pormenorizado trabajo detallando 
este aspecto a escala regional sobre las rocas Tithonianas-Valanginianas de la 
cuenca neuquina. Sobre la base de líneas sísmicas 2D, afloramientos e 
información de pozos, ellos subdividieron a este intervalo en nueve secuencias 
depositacionales asignándoles edades a los limites según Vail, Hardenbol y 
Todd (1982, 1984). Este análisis se llevó a cabo utilizando los modelos 
tradicionales de sismo-estratigrafía y “shoreline trajectory” de Mitchum y Vail, 
entre otros. Todos los trabajos posteriores, entre los que se destacan los de 
Reijenstein y Posamentier (2014) y el de la “Transecta Regional de la Formación 
Vaca Muerta” (IAPG, 2016), están fundamentados sobre este estudio. 
La subdivisión en secuencias se fundamenta en la descripción de los tipos y 
sectores dentro de las clinoformas del sistema Quintuco-Vaca Muerta, que a su 
vez toma como base a la geometría, tipos de terminaciones y distribución de los 
reflectores sísmicos (figura 5). Los topsets ocurren en la porción proximal y 
somera con superficies casi horizontales y paralelas. El adelgazamiento es 
gradual y ocurre en parte por las sucesivas terminaciones en onlap y por 
convergencia de reflectores. Los foresets son las porciones centrales y con 
mayor pendiente de la secuencia, compuesta por lentes progradantes y de 
mayores espesores. Incluye downlaps y onlaps de las reflexiones contra la 
superficie subyacente, toplaps contra la superficie superior y una configuración 
interna progradante sigmoide a oblicua. El punto de quiebre de pendiente es el 
“punto de roll over” o quiebre de plataforma. Finalmente, los bottomsets ocurren 
 
9 
 
Figura 5. Segmentos de una clinoforma tipo. Transecta Regional de la Formación Vaca Muerta 
(IAPG, 2016). 
en la zona distal. Son porciones más delgadas, con reflectores paralelos a 
convergentes, continuos por largas distancias y con patrones de downlaps y 
concordantes. 
Mitchum y Ulliana infieren a su vez que la configuración interna de cada 
clinoforma difiere debido a tasas de cambio en el nivel del mar, y agrupan a sus 
secuencias en tres conjuntos: A, B y C; D, E y F; G; H e I. 
En la Transecta Regional de la Formacion Vaca Muerta se dividió al intervalo 
Tithoniano-Valanginiano inferior en seis horizontes sísmicos subdivididos a su 
vez cada uno en dos intervalos sobre la base también de secciones sísmicas, 
perfiles de pozos y afloramientos (ver figuras 18 y 19). 
El modelo deposicional propuesto para Vaca Muerta – Quintuco indica un 
ambiente de rampa carbonática progradante en sentido NO, condepósitos 
carbonáticos en posiciones proximales (Quintuco), gradando hacia abajo 
(posiciones distales) y en sentido NO a silicoclásticos y ricos en materia orgánica 
(Vaca Muerta). Esto implica un mayor contenido orgánico hacia la base de la 
unidad y un aumento del espesor de la Fm. Vaca Muerta en sentido NO, hacia 
el centro de la cuenca. 
 En la figura 6 se muestra las subdivisiones de Mitchum y Ulliana y el de la 
Transecta Regional de la Formación Vaca Muerta para el intervalo Vaca muerta-
Quintuco, así como también las equivalencias con respecto a las superficies 
interpretadas en Loma Jarillosa Este, sobre lo cual nos explayaremos más 
adelante. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 6. Tabla de equivalencias entre esquemas 
secuenciales. T=Tithoniano; B=Berriasiano; 
V=Valanginiano. A la derecha, equivalencias con los 
horizontes interpretados para Loma Jarillosa Este en este 
trabajo. (BVM: Base Vaca Muerta, MFS: Superficie de 
máxima inundació n, TVM: Techo Vaca Muerta). Tomado y 
modificado de la Transecta Regional de la Formación Vaca 
Muerta. 
 
10 
 
La posición relativa del bloque al SE con respecto a la transecta regional 
puede verse en la figura 7. En la misma se observa el sentido de progradación 
de las secuencias deposicionales hacia el NO. 
Se exponen y describen a continuación las unidades 1 y 2 con sus respectivos 
intervalos según la Transecta Regionales de la Fm. Vaca Muerta, ya que estas 
fueron las reconocidas en el área de estudio Loma Jarillosa Este para dicha 
formación, junto con una breve descripción de ellas a escala regional (ver figuras 
19 y 20). 
Unidad 1 
Limitada por las superficies T1 y T3. Los reflectores internos muestran 
continuidad lateral y agradación en zona de bottomsets para los sectores NO y 
Central de la cuenca. Hacia el SE los reflectores trepan transicionalmente a 
zonas de foresets y topsets. Presenta clinoformas de muy bajo ángulo. En el 
sector SE, por encima de T2, se observa un arreglo dominante progradacional, 
geometrías plano-paralelas y apilamiento de tipo agradante. 
-Intervalo T1-T2: Compuesto por intercalaciones de fangolitas silíceas, mixta 
calcárea, mixta silíceo arcillosa y arcillosa orgánica con alto contenido orgánico 
(COT 2-12 %). En el extremo SE la superficie T2 se asocia con el límite superior 
del intervalo con contenido orgánico y de composición más heterogénea, con 
intercalaciones de fangolitas calcáreas y calcáreo arcillosas. Incluye la sección 
condensada o “hot shale” (cocina de Vaca Muerta). Corresponde a la Zona de 
Virgatosphinctes mendozanus (Tithoniano Inferior alto) y a la parte inferior de la 
Zona de Aulacosphinctes proximus (Tithoniano medio alto). 
-Intervalo T2-T3: Bien desarrollado en el sector SE. Dominan litologías de 
fangolitas calcáreas y en forma subordinada fangolitas mixtas y carbonatos. 
Hacia sector central y noroeste disminuye su potencia. COT 3-4% en zonas 
distales. Desde el punto de vista prospectivo, en partes del sector SE y Central, 
este intervalo separa dos objetivos no convencionales con diferentes 
características. En el ámbito de Sas. Blancas actuaría como una barrera para el 
crecimiento de fracturas hidráulicas. Se sitúa entre las biozonas de 
Aulacosphinctes proximus y la parte inferior de Windhauseniceras 
internipinosum (Tithoniano superior bajo). 
Unidad 2 
Entre T3 y T5. Clinoformas a lo largo de la transecta son de bajo ángulo y 
marcadamente progradacional desde Sas. Blancas a Bandurria Sur. En el sector 
NO y parte norte del sector Central se desarrollan bottomsets de manera 
contínua y agradante. Las zonas de foresets se desarrollan mejor en el sector 
central, mientras que en sector SE las geometrías dominantes son de tipo topset. 
Sobre estos segmentos se describieron biohermos coralinos. El arreglo es 
predominantemente agradante en la parte basal a progradante hacia el techo. 
-Intervalo T3-T4: Zonas de bottomsets en sectores NO y Central. COT 2-8%. 
La base es uno de los objetivos principales en el sector Central. Corresponde a 
zonas de Windhauseniceras internipinosum a Corongoceras alternans del 
Tithoniano Superior bajo. 
11 
 
-Intervalo T4-T5: Sectores Central y SE con geometrías de foresets y topsets 
y litologías calcáreas. COT promedio de 2% hacia la base disminuyendo a 1% 
hacia el techo. En zonas de bottomsets está compuesto casi todo por fangolitas 
de composición silícea, arcillosa y mixta. En el sector NE de Loma Campana 
estos depósitos de foresets son altamente productivos. Este intervalo se 
encuentra en la biozona de Corongoceras alternans (Tithoniano superior bajo). 
Cada secuencia sucesiva más joven tiene un patrón progradacional hacia el 
interior de cuenca (N y NO). Representan lentes mapeables de sedimentos que 
fueron acumulados en ambientes de plataforma, rampa y cuenca. La porción de 
la plataforma es un manto amplio y delgado, y el margen de la plataforma es un 
quiebre bien definido. Los espesores mayores ocurren cerca de este margen en 
ambiente de foresets. La porción basinal es delgada y se distribuye ampliamente. 
Las paleoprofundidades varían entre 150m y 200m para las secuencias más 
viejas (1-3). 
Según la bioestratigrafía, sobre el intervalo Jurásico medio (Tithoniano) se 
infiere un paleoambiente de rampa marina, en parte abierta y en parte 
restringida, con aguas superficiales bien oxigenadas y tranquilas por la presencia 
de cocosferas. Asimismo, se infiere un fondo marino con bajo contenido de 
oxígeno en un régimen de baja energía. Esto sin lugar a dudas ha sido una de 
las causas primordiales para la preservación de la materia orgánica. 
Las rocas madre están restringidas a componentes de bottomsets y de las 
partes bajas de los foresets. Facies de rampa (foresets) y cuenca (bottomsets) 
son típicas de Vaca Muerta y corresponden a margas y pelitas bituminosas con 
subordinadas calizas bioclásticas. Los componentes litológicos y biológicos 
tienen un arreglo somerizante hacia arriba cubiertos por superficies de 
exposición subaéreas. 
La naturaleza diacrónica de las unidades litoestratigraficas en cuestión es 
dilucidada por la correlación en una sección de pozos. Debido a que una litología 
tiende a ocupar ambientes similares en cada secuencia sucesiva más joven, las 
unidades litoestratigráficas tienden a hacerse más jóvenes de E a O. Así, el tope 
de Vaca Muerta, que consiste mayormente en pelitas orgánicas negras de centro 
de cuenca, es Tithoniana temprano en áreas orientales, pero hacia el oeste es 
Valanginiana (figura 7). 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 7. Transecta A-A’ ilustrando las unidades y los segmentos de las clinoformas. Tomado y 
modificado de la Transecta Regional de la Formación Vaca Muerta. 
12 
 
Las superficies tiempo definidas desde la plataforma hacia el interior de 
cuenca para los límites de secuencia muestran que el intervalo Vaca Muerta-
Quintuco transgrede el tiempo ya que se hace más jóven de E a O, mientras que 
las secuencias individuales progradan en la misma dirección. 
Durante la depositación de las secuencias Tithonianas-Valanginianas, tanto 
subsidencia termal e influjo sedimentario ocurrieron a tasas lentas y casi 
constantes. Bajo estas condiciones, la respuesta depositacional global estuvo 
fuertemente controlada por cambio eustáticos globales. 
 
SISTEMA PETROLERO 
Generalidades 
Los diferentes estadios tectono-sedimentarios y ambientales que atravesó la 
cuenca Neuquina produjeron condiciones sedimentarias y biológicas favorables 
para la producción y preservación de materia orgánica fundamentalmente de 
origen marino. El resultado de esas etapas fue la generación, migración y 
entrampamiento de hidrocarburos. 
Es recién en la década del ‘40 donde comienzan a incorporarse los primeros 
registros geofísicos y eléctricos, y en los ‘50 y ‘60 esta tecnología contribuyó a la 
detección de grandes acumulaciones de hidrocarburos. Los descubrimientos 
continuaron durante las décadas de ‘70 y ‘80 con el hallazgo de las primeras 
trampas combinadas(Loma La Lata) y estratigráficas, conjunto evolucionaba el 
conocimiento geológico. En la década del ‘90, con la aparición de la sísmica 3D 
y la aplicación de conceptos sismoestratigráficos, se lograron descubrir y 
desarrollar nuevos yacimientos. En los sectores central y oriental, las unidades 
geológicas se encuentran en el subsuelo y sólo las conocemos e identificamos 
en base a estudios geofísicos y la abundante cantidad de pozos realizados 
durante casi un siglo de actividad petrolera (Relatorio del XVIII Congreso 
Geológico Argentino, 2011). 
A pesar de que la cuenca neuquina se considera una cuenca madura, está 
muy lejos de ser una cuenca agotada en cuanto a recursos. El avance 
tecnológico de los últimos años da muestras de un claro potencial remanente y 
abre nuevas expectativas en cuanto a la producción de recursos no 
convencionales (shale gas y shale oil). Hoy en día, la mayoría de las empresas 
se encuentran trabajando y destinando muchos recursos en pozos exploratorios 
y pruebas piloto de producción no convencional. 
Si bien el concepto de sistema petrolero tradicional incluye los elementos y 
procesos necesarios para que una acumulación de hidrocarburos exista y sea 
posible de explotar, el avance tecnológico llevó a poder sacar rédito económico 
de yacimientos no convencionales cambiando los antiguos paradigmas. Ahora 
no es necesario que se presenten todos los elementos y procesos, sino que se 
focaliza en otras variables de la roca madre tales como %COT, espesor, 
extensión areal, sobrepresión, fragilidad, entre otras. 
 
 
13 
 
 
Figura 8. Columna estratigráfica regional y principales elementos del sistema petrolero. Tomado de 
Vergani et. al., 2011. 
 
Rocas Madre 
 La cuenca Neuquina posee varias unidades litológicas con contenidos y 
calidad de materia orgánica variables, con generación de hidrocarburos tanto 
líquidos como gaseosos. La mayor parte de ellas son de origen marino y sus 
edades pertenecen al Jurásico y Cretácico. 
La primera ingresión marina relacionada a rocas del Jurásico temprano 
corresponde a la Fm. Los Molles (Gr. Cuyo inferior). 
La segunda ingresión ocurrió en el Jurásico tardío (Tithoniano) y pertenece a 
otro ciclo importante en la historia de la cuenca. Depositó rocas en ambientes 
anóxicos (margas bituminosas) de la Fm. Vaca Muerta. Esta unidad, 
representada por lutitas calcáreas negras con altos contenidos de carbono 
orgánico total (COT) de entre 1% y 10% es la principal roca generadora de la 
cuenca por su calidad, espesor y distribución areal (Vergani et. al., 2011). 
Finalmente, durante el Cretácico temprano se desarrolla una nueva ingresión 
marina pacífica representada por la Fm. Agrio de acotada distribución. 
Rocas Reservorio 
Existen diversos tipos de rocas reservorio asociados a la variable columna 
estratigráfica presente en cada región. Principalmente se trata de rocas clásticas 
continentales, aunque también marinas pero de menor importancia, y 
caracterizados por su porosidad primaria siendo de menor importancia los de 
porosidad secundaria por fracturación (Vergani et. al., 2011). Le siguen en 
relevancia los reservorios carbonáticos originados fundamentalmente por 
procesos de dolomitización y en menor medida por fracturación. 
En cuanto a la génesis de los reservorios sedimentarios clásticos relacionados 
a ambientes de origen eólico y fluvial, predominaron en los intervalos regresivos 
14 
de la sedimentación. Depósitos clásticos regresivos se encuentran en la Fm. 
Lajas o Punta Rosada del Jurásico Medio a Tardío, en la Fm. Tordillo o Sierras 
Blancas del Jurásico tardío, en la Fm. Mulichinco del Cretácico Temprano, en los 
Mb. Avilé de la Fm. Agrio o Troncoso de la Fm. Huitrín, en la Fm. Centenario, 
ambas de Cretácico temprano, entre otras. 
En otro orden de importancia se encuentran las acumulaciones en rocas 
carbonáticas, depositadas en episodios regresivos del Cretácico y ubicadas en 
el borde oriental de la cuenca. Su principal exponente es la Fm. Quintuco. 
Trampas 
Existe una gran variedad de acumulaciones de hidrocarburos en la cuenca 
motivadas por factores estratigráficos, estructurales o combinados. El tipo 
dominante está determinado según la región y la columna estratigráfica 
asociada. 
Por ejemplo, en la región de la Faja Plegada y Fallada predominan los de tipo 
estructural y en la Dorsal de Huincul y Plataforma las de tipo estructurales y 
estratigráficos. 
En la zona central del Engolfamiento, donde se localiza el área Loma Jarillosa 
Este, se encuentran importantes yacimientos de gas y petróleo. Es aquí donde 
se presentan los entrampamientos no convencionales de tipo tight gas y shale 
gas/oil más importantes. Se hallan en las Fms. Vaca Muerta y Quintuco en donde 
no hay una relación directa con la estructura. 
 Este tipo de acumulaciones en rocas compactas o muy finas (tight gas y shale 
gas/oil) configuran el desafío más urgente en el corto plazo para la renovación 
de nuevas reservas en la cuenca. 
Generación, Migración y Expulsión 
La generación de hidrocarburos en la Fm. Vaca Muerta comienza durante la 
depositación del Gr. Neuquén y la cantidad depende de la posición relativa en la 
cuenca. 
Si bien gran parte de este hidrocarburo originalmente alojado dentro de la Fm. 
Vaca Muerta ha sido y continúa siendo expulsado, todavía existe un importante 
volumen remanente en ella. Es por esto que su potencial como reservorio no 
convencional se considera de suma importancia. 
Preservación 
Muchos de los yacimientos conocidos en la cuenca han sufrido pérdida de 
fluidos por ruptura de sus sellos, produciendo una remigración de los 
hidrocarburos. Estas generan nuevas acumulaciones en su camino a niveles 
estratigráficos más someros 
En el sector sur del Engolfamiento se mencionan remigraciones de fluidos 
desde acumulaciones existentes hacia reservorios más someros a través de 
fallas de relajamiento modernas en los yacimientos de Loma La Lata o Sierra 
Barrosa. Pero en el caso de las rocas de yacimientos no convencionales de tipo 
shale como la Fm. Vaca Muerta de nuestra área, no ha habido acontecimientos 
15 
 
estructurales que las afectaran de manera significativa por lo que su 
preservación es in situ. 
 
Plays y Yacimientos 
La gran cantidad de tipos de entrampamiento en la cuenca obliga a agrupar a 
los plays por región. 
El Engolfamiento Neuquino coincide con el actual depocentro de la cuenca. 
La deformación es moderada y relacionada a los últimos eventos estructurales 
del neógeno de tipo compresivo y extensivo, y donde se suma la actividad 
volcánica con efectos importante en los yacimientos. La región se puede dividir 
en tres sectores: norte, centro y sur. 
El play característico de la región norte se relaciona a yacimientos ubicados 
en reservorios del Cretácico, dominados por estructuras terciarias de tipo domo 
o espolones, lateralmente drenados y con generación en el ciclo Mendociano. 
Es la más rica en yacimientos de petróleo en la cuenca. 
La región central se caracteriza por múltiples reservorios principalmente 
cretácicos en estructuras terciarias relacionadas a anticlinales con migración 
corta y vertical provenientes de la Fm. Vaca Muerta. También posee yacimientos 
de gas y petróleo algo más profundos donde las trampas se relacionan a cuerpos 
volcánicos, variaciones en la permeabilidad de areniscas o fracturación de rocas 
carbonáticas en menor medida. En el límite oriental se desarrolla un eje de 
anticlinales (Charco Bayo – El Caracol) con llenado principalmente lateral de la 
Fm. Vaca Muerta y múltiples reservorios jurásico-cretácicos. 
La región sur del engolfamiento se caracteriza por reservorios principalmente 
del ciclo Mendociano, con migración lateral y vertical de hidrocarburos de las 
Fms. Vaca Muerta y Los Molles, hacia estructuras jurásicas reactivadas en el 
terciario. Esta zona muestra importantes yacimientos de gas como es de Loma 
La Lata. 
Esta región constituye la principal área con potencial productivo no 
convencionalen el sistema Los Molles y Vaca Muerta, tipo tight gas, del Jurásico 
Tardío y Cretácico. 
Play Vaca Muerta 
Para describir un shale los parámetros que se consideran al momento de 
evaluarla como un reservorio no convencional difieren a los que se tienen en 
cuenta para un proyecto convencional. Sin duda, la característica más 
importante que debe poseer es un alto contenido orgánico. Para la Fm. Vaca 
Muerta (Figura 10) varía según la posición en la cuenca y tiene además una 
tendencia a aumentar hacia la base. Pero el contenido orgánico no es condición 
suficiente por si sola si además no ha madurado y generado hidrocarburos, de 
manera que la madurez también juega un papel jerárquico ya que, como el COT, 
difiere según la ubicación relativa en la cuenca. A continuación, se presentan los 
elementos que se consideran entonces fundamentales junto con una breve 
caracterización para la Fm. Vaca Muerta a escala regional (Askenazi et. al., 
2013): 
16 
 
• Espesor total 100 - 450 m. (Figura 9). 
• Espesor útil 60 – 450 m. 
• Profundidad 2600 a 3500 m. 
• TOC 2 – 8% (Figura 10). 
• Madurez (Roe) 0,9 – 3 (Figura 11). 
• Tipo de querógeno I/II. 
• Sobrepresión 0.5 psi/pie (borde de cuenca) - 1.1 psi/pie (centro de 
cuenca). 
• Mineralogía 45-70% de Carbonatos, 30-55% Cuarzo + Plagioclasa, 4-
25% de arcillas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 9. Espesor total para la Fm. Vaca Muerta a nivel de cuenca. Tomado y modificado de la 
Dirección de Hidrocarburos y Energía de la Provincia de Neuquén. 
17 
 
Figura10. COT Total % para la Fm. Vaca Muerta a nivel de cuenca. Tomado y modificado de la 
Dirección de Hidrocarburos y Energía de la Provincia de Neuquén. 
 
 
Figura 11. Mapa de Madurez (Ro%) para la Fm. Vaca Muerta a nivel de cuenca. Tomado y modificado 
de la Dirección de Hidrocarburos y Energía de la Provincia de Neuquén. 
 
Además, en comparación con otros yacimientos no convencionales de clase 
mundial y que han sido explotados satisfactoriamente, la Fm. Vaca Muerta 
18 
 
aventaja en varios de estos elementos incluyendo su extensión, alto contenido 
de TOC y bajo contenido de arcilla (Tabla 1). 
 
Tabla 1. Comparación entre los principales elementos de la Fm. Vaca Muerta con 
otros shales mundiales. Askenazi et. al., 2013. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
19 
 
LOMA JARILLOSA ESTE 
 
Antecedentes y sistema petrolero 
Los primeros pozos exploratorios convencionales perforados en Loma 
Jarillosa Este en la década del noventa comprobaron la presencia de un sistema 
petrolero eficaz con generación de hidrocarburos en las pelitas de Vaca Muerta 
y una migración y acumulación final en las areniscas del Mb. Sierras Blancas 
(reservorio convencional). 
El entrampamiento es dominantemente estructural en un suave hemianticlinal 
de eje NW-SE controlado por un juego de fallas normales hacia el flanco NE, con 
un subordinado componente estratigráfico por yuxtaposición. 
El pozo descubridor LJE.x-1001 fue perforado en el año 1990 sobre lo que se 
creía una de las culminaciones de la estructura. Debido a que este pozo se 
propuso utilizando sísmica 2D, que da una definición pobre de la estructura, fue 
muy importante para los años subsiguientes la adquisición de sísmica 3D ya que 
ayudó a revelar que el sondeo LJE.x-1001 no había sido perforado en la mejor 
posición estructural. 
El sello regional lo conforman las mismas pelitas generadoras de Vaca 
Muerta, tanto vertical como lateral por la acción del fallamiento. A su vez, las 
areniscas impermeables del Mb. Catriel constituyen el sello local. 
El reservorio de este bloque lo constituyen las areniscas eólicas finas a medias 
con intercalaciones arcilíticas del Mb. Sierras Blancas de la Fm. Tordillo. Debido 
a un factor netamente sedimentológico presente en el Mb. Sierras Blancas, el 
campo fue desarrollado mediante pozos horizontales en forma perpendicular a 
las crestas de las dunas de dicha unidad litológica (Ragazzi et. al., 2008) 
 
Características de la Fm. Vaca Muerta en Loma Jarillosa Este. 
 
La Fm. Vaca Muerta constituye sin duda para el área un objetivo no 
convencional de gran interés. Sus características elementales dan cuenta de su 
alto potencial. 
Se presenta a una profundidad máxima registrada en pozo de 3166 m, con un 
espesor que varía entre 101 y 110 m. Esto resulta en una sobrepresión máxima 
de 0.83 psi/pie, lo que al ser comparado con otros shales explotados 
exitosamente (tabla 1) es muy favorable. Esta, junto con otras características 
mineralógicas y geoquímicas se presentan a continuación en la tabla 2. 
 
Estratigrafía y Mineralogía 
En la figura 12 se presenta el perfíl tipo del área para el Grupo Mendoza 
inferior. Inicia con la Fm. Tordillo, conformada por areniscas medias y finas, 
cuarzosas y líticas. Posee además aislados rastros de hidrocarburos negros 
secos. De ambiente eólico, el Mb. Catriel conserva una morfología de dunas. 
Sobreyace al Mb. Sierras Blancas (permeable), principal reservorio. 
20 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabla 2. Características mineralógicas y geoquímicas de la Fm. Vaca Muerta por pozo. 
Figura 12. Perfil tipo para el Gr. Mendoza Inferior en Loma Jarillosa Este. 
 
21 
 
Continúa la Fm. Vaca Muerta integrada por Margas castañas oscuras 
bituminosas, con calcita rellenando microfisuras. El cutting exhibe abundantes 
rastros de petróleo y burbujas de gas. Mineralógicamente es cuarzosa 
presentando en promedio un 39.4% de cuarzo y plagioclasas, 36.6% de arcillas 
y 23.6% de carbonatos. 
La Fm. Quintuco está constituida esencialmente por rocas carbonáticas. Los 
niveles inferiores con Wackestones, Packstones y Dolomías, posee 
intercalaciones de limoarcilitas calcáreas, calcita rellenando microfisuras y 
rastros de hidrocarburos semifrescos. La parte media presenta mayormente 
Grainstones oolíticos, con abundantes intercalaciones de limoarcilitas calcáreas 
y rastros aislados de hidrocarburos. La sección superior presenta intercalaciónes 
de Grainstones, Packstones y Limolitas calcáreas, sin rastros de hidrocarburos. 
En la figura 12 se han presentado también los perfiles tipo Gamma Ray (GR) 
y Resistividad (Rt) para el intervalo Vaca Muerta - Quintuco. Se distingue un claro 
cambio de condiciones para la base de la Fm. Vaca Muerta evidenciado por un 
pico de GR, el mayor en toda la secuencia Vaca Muerta-Quintuco, y un aumento 
también en los valores de Rt. Si bien este último no muestra un pico en la base 
de la Fm. Vaca Muerta posee los valores más altos de toda la secuencia en esta 
unidad. 
 
Estructura 
Como ya se expuso anteriormente, el sistema de fallas observado en la zona 
del engolfamiento y que se manifiesta sobre el intervalo de interés del área, tiene 
un arreglo típico en echelón. Este sistema se presenta en tres trenes, inferior, 
intermedio y superior según lo expuesto en la figura 14, de orientación ONO-ESE 
(la correlación y similitud a escala regional de esta estructura puede verse en la 
figura 13). El criterio elegido se basó en la dirección de buzamiento de cada 
grupo. Todas las fallas son de alto ángulo y tienen aproximadamente un rumbo 
NO, pero las del tren inferior tienen un buzamiento regional hacia el OSO, las del 
intermedio contraregional y hacia el ESE, y las del superior nuevamente al OSO. 
Si se observa además en la figura 15 se distinguen configuraciones en flor 
negativas. 
Casi en su totalidad las fallas poseen edades Tithonianas y/o Berriasianas 
Inferiores bajas ya que afectan mayormente hasta el techo de Vaca Muerta. 
Algunas pocas sobrepasan este límite, llegando incluso a afectar al techo de la 
Fm. Quintuco de edad Valanginiana. De esta manera podemos acotar una edad 
mínima Neocomiana inferior para este sistema de fallamiento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
22 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 13. Esquema estructural simplificado de la base de la Fm. Vaca Muerta. Tomado y modificado 
de la Transecta Regional de la Formación Vaca Muerta,2016 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 14. Mapa isócrono a la base de la Fm. Vaca Muerta; polígonos de falla (gris); trenes de fallas 
en echelón (líneas rojas); flechas azules indican sistema dextrógiro; esquema del elipsoide de esfuerzos 
extrapolable a cada tren. 
-1775
-17
50
-1750
-1750
-1750
-17
50
-1750
-1725
-1725
-1725
-17
25
-1725
-1725
-1725
-17
25
-1
72
5
-1725
-1725
-1750
-1750
-1750
-1750
-1700
-1700
-1750 -1700
2546000 2548000 2550000 2552000 2554000
2546000 2548000 2550000 2552000 2554000
57
64
00
0
57
66
00
0
57
68
00
0
5764000
5766000
5768000
0 1000 2000 3000m
1:80000
σ3 
σ1 
10 km 
23 
 
 
Figura 15. Inline 1099 mostrando el intervalo Vaca Muerta – Quintuco; fallas y los principales 
horizontes. Estructura típica en flor negativa. 
 
Para su interpretación genética, lo que naturalmente llama la atención es el 
arreglo en echelón de las fallas normales y la disposición paralela de los tres 
trenes (líneas rojas de la figura 14). Asociados a ellos hay plegamientos por 
yuxtaposición cuyos ejes tienen una disposición paralela con respecto a las 
fallas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 16. Modelo geométrico de Harding (Harding, 1979) (izquierda). Modelo adaptado con los 
elementos (fallas normales) observados en Loma Jarillosa Este (derecha), donde se ha sobreimpuesto 
también la dirección de los trenes de fallas (línea roja punteada). 
LJE.x-1001
LJE.x-1002
LJE.x-1010
LJE.x-1011
LJE.x-1014
2543000 2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
2543000 2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
57
61
00
0
57
62
00
0
57
63
00
0
57
64
00
0
57
65
00
0
57
66
00
0
57
67
00
0
57
68
00
0
57
69
00
0
57
70
00
0
5761000
5762000
5763000
5764000
5765000
5766000
5767000
5768000
5769000
5770000
2543000 2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
2543000 2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
57
61
00
0
57
62
00
0
57
63
00
0
57
64
00
0
57
65
00
0
57
66
00
0
57
67
00
0
57
68
00
0
57
69
00
0
57
70
00
0
5761000
5762000
5763000
5764000
5765000
5766000
5767000
5768000
5769000
5770000
2543000 2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
2543000 2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
57
61
00
0
57
62
00
0
57
63
00
0
57
64
00
0
57
65
00
0
57
66
00
0
57
67
00
0
57
68
00
0
57
69
00
0
57
70
00
0
5761000
5762000
5763000
5764000
5765000
5766000
5767000
5768000
5769000
5770000
2543000 2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
2543000 2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
57
61
00
0
57
62
00
0
57
63
00
0
57
64
00
0
57
65
00
0
57
66
00
0
57
67
00
0
57
68
00
0
57
69
00
0
57
70
00
0
5761000
5762000
5763000
5764000
5765000
5766000
5767000
5768000
5769000
5770000
0 500 1000 1500 2000 2500m
1:50000
N 
24 
 
El modelo geométrico de Harding (Harding, 1979) permite poner en conjunto 
estos elementos (fallas normales y pliegues) y darle una explicación al origen de 
las fallas normales. Se interpretan aquí como producto de esfuerzos 
transtensivos dextrógiros (figura 16). Se puede deducir un vector de extensión 
NE-SO para cada uno de los trenes. En la sección de la figura 30 se observa una 
estructura en flor negativa consecuencia de estos esfuerzos transtensionales en 
zonas transformantes. La misma se enraiza hacia el basamento, por lo que el 
origen de estos esfuerzos podría situarse en él y cuyo movimiento relativo 
dextrógiro se ilustra según las flechas azules indicadas para cada tren en la 
figura 16. 
La traslación de estos esfuerzos hacia la cobertura sedimentaria se atenúa 
hacia niveles cada vez más someros, desapareciendo próximo al techo de la Fm. 
Quintuco. Además, el rechazo sobre las fallas normales que se observa en 
horizontes cada vez más superficiales es sucesivamente menor, continuando su 
efecto en forma de flexuras. Esto indica un sintectonismo de la sedimentación 
Tithoniana-Valanginiana. 
 
Caracterización y estratigrafía sísmica 
 
En la transecta regional de la Fm. Vaca Muerta (Gonzalez G., et. al., 2016) 
(Fig. 17 y 18) podemos observar el sentido de progradación hacia el NO de las 
clinoformas. Esto se deduce a partir de la configuración interna de los reflectores 
sísmicos. Los límites de las secuencias, que son además límites temporales, 
están efectivamente relacionados con los cambios eustáticos y posible influencia 
de la subsidencia termal de la cuenca para ese período de tiempo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 17. Mapa regional con la ubicación de la transecta A-A’, bloques atravesados y localización de 
Loma Jarillosa Este. Tomado y modificado de la Transecta Regional de la Formación. Vaca Muerta. 
 
25 
 
 
 
Figura 18. Sección de la transecta con el área Loma Jarillosa Este proyectada en rojo. Tomado y 
modificado de la Transecta Regional de la Formación Vaca Muerta. 
 
Proyectando una sección sísmica SE-NO del área Loma Jarillosa Este sobre 
la transecta e identificando los límites de secuencia (figura 19 y 20) pudimos 
comprobar las equivalencias de ellos con nuestra interpretación de horizontes. 
La Fm. Vaca Muerta comprende la Unidad 1 (entre los límites de secuencia T1 y 
T3) y la parte basal de la Unidad 2. 
La Unidad 1 (Base Vaca Muerta – VM_1_2) estaría conformando los términos 
de bottomsets de tal secuencia. El intervalo T1-T2 (Base Vaca Muerta – VM_1_1) 
es considerada como la sección condensada o “hot shale”. La unidad 2 (VM_1_2 
– Techo Vaca Muerta) comprende las partes más basales del foreset. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 19. Extremo SE de la transecta con la proyección sísmica del área Loma Jarillosa Este, perfiles 
GR y Rt tipo y límites de secuencia. Tomado y modificado de la Transecta Regional de la Formación Vaca 
Muerta. 
 
 
La base de la Fm. Vaca Muerta constituye debido a la diferencia de 
impedancia acústica con la Formación Tordillo infrayacente, un horizonte de gran 
continuidad y buena expresión, pudiéndose insinuar la paleotopografía 
infrayacente (campo de dunas) preservadas debido al evento transgresivo rápido 
 
 
 
 
 
26 
 
y catastrófico que representa Vaca Muerta (Cevallos, 2005). VM_1_1 (T2), 
Quintuco inferior (B2), y Quintuco superior (V4) también son reflectores de buena 
expresión. 
Las paleodunas de la Fm. Tordillo tienen una orientación en sentido NO-SE 
(figura 21), pudiendo diferenciarse el relleno más basal de la Fm. Vaca Muerta, 
que presenta engrosamientos entre las crestas de los cuerpos de dunas con una 
geometría de relleno con onlap paralelo. 
El perfil de GR (ver figura 12) muestra un pico para la base de la Fm. Vaca 
Muerta con una paulatina disminución de los valores desde la base de Vaca 
Muerta a VM_1_2. Desde VM_1_2 al tope de Vaca Muerta (levemente por 
encima de T3) se registra un nuevo pico, aunque menor que el anterior. La 
resistividad, si bien no muestra un pico en la base de la formación, posee valores 
altos hasta VM_1_2, punto a partir del cual son menores para el resto de las 
secuencias. 
En la sección sísmica de la figura 20 se aprecia un claro aumento de espesor 
de las unidades 2 y 4 hacia el NO, en consonancia con el sentido de 
progradación, al aproximarse a los términos de foresets de dichas unidades. 
 
 
Figura 20. Sección arbitraria NO-SE horizontalizada a la discordancia intravalanginiana (Quintuco 
sup.), ilustrando unidades litoestratigraficas (izquierda) y secuenciales(1, 2, 3, 4, 5, 6) junto con sus 
límites (T1, T2, T3, T5, B2, B4, V2, V4) (derecha) según la Transecta regional de la Formación Vaca 
Muerta. Con flechas se indican los rasgos sísmicos. 
 
27 
 
 
 
Figura 21. Time slice en amplitud a la base de la Fm. Vaca Muerta. Las zonas de alta amplitud (azul) 
corresponden a la paleotopografía de dunas de la Fm. Catriel (flechas naranjas punteadas a modo de 
ejemplo), mientras que las de baja amplitud (rojo) indican los senos de las dunas donde se alojan los 
mayores espesores de la secuencia basal de Vaca Muerta. 
 
 
Geoquímica 
Uno de los pilares fundamentales en este tipo de reservorios es el análisis 
geoquímico y las conclusiones derivadas. 
La Fm. Vaca Muerta exhibe porcentajes medidos de gas total entre 1 y 15% 
aproximadamente y rastros de hidrocarburos (ver tabla 2). 
Las mediciones de COT han dado valores promedio sobre 20 m de coronas 
del pozo LJE.x-1010 de 6.7% para la sección basal de la formación, con un 
máximo de 10.6%. Para LJE.x-1014 el COT a partir de 110 m de cutting tiene un 
valor promedio de 2.5% y un máximo de 5.4%. 
Sobre estos dos pozos se realizaron además ensayos de Pirólisis. El 
Potencial de Generación, visto como la calidad de la roca madre, puede ser 
determinado visualmente a partir de gráficos binarios COT% vs S1+S2. Para los 
sondeos mencionados los resultados colocan a Vaca Muerta como una roca 
madre buena (figura 22). 
Los datos puntuales de coronas muestran mejores indicadores que los de 
cuttings debido a que este último a una mezcla y arroja mayormente tendencias 
promedio. 
 
28 
 
 
 
Figura 22. Potencial de generación estimado partir de los picos S1 y S2 de la pirólisis y el contenido 
orgánico. 
 
A su vez se clasificó el tipo de querógeno a partir de los índices de hidrógeno 
(IH) y oxígeno (IO), resultando mayormente en tipo II que es generador de 
petróleo. (Figura 23). 
 
 
Figura 23. Clasificación del querógeno. Los querógenos I y II son generadores primarios de petróleo 
mientras que el III lo es de gas. 
 
29 
 
Finalmente, con la estimación de la madurez térmica a partir de la Tmax e 
Índice de producción calculado con la pirólisis, fue posible determinar que la 
formación se encuentra en ventana de petróleo (figura 24). Esto concuerda con 
las mediciones de Roe (Vitrinita equivalente) con valores entre 0.7 y 0.9 que 
también indica ventana de petróleo. La ubicación del área Loma Jarillosa Este 
dentro de las ventanas de madurez a escala regional se ilustra en la figura 25. 
 
 
Figura 24. Estimación de la madurez térmica a partir de los datos de Tmax e Índice de Producción (IP) 
de la pirólisis. El tipo de materia orgánica también debe considerarse. 
 
 
30 
 
 
 
Figura 25. Ubicación del bloque LJE dentro de las ventanas de madurez para la formación Vaca 
Muerta. Tomado y modificado de la Dirección de Hidrocarburos y Energía de la Provincia de Neuquén. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
31 
 
INFORMACIÓN DISPONIBLE 
 
La interpretación y análisis de los datos se realizó a traves del software Petrel 
versión 2014. Para este trabajo se contó con un cubo sísmico 3D con un área 
ocupada en planta de 62 km2. Se adquirió en el año 2004 y fue procesado en el 
2005 por la compañía Veritas obteniendo un cubo PSTM (Migración Pre Stack 
en Tiempo). También se contó con un cubo de impedancia acústica y cinco 
pozos exploratorios (LJE.x-1001, LJE.x-1002, LJE.x-1010, LJE.x-1011 y LJE.x-
1014). En la figura 26 se muestra un mapa del área con el detalle de la 
información de pozos y sísmica. A nivel de pozos se contaba con un set completo 
de perfiles eléctricos y geoquímicos. En la Tabla 3 se detalla la información 
disponible. 
 
 
 
 
 
 
Figura 26. Área ocupada por la sísmica (polígono verde) y ubicación de los cinco pozos exploratorios. 
32 
 
 
Tabla 3. Perfiles eléctricos y geoquímicos disponibles en cada pozo de estudio. 
 
METODOLOGÍA 
 
A partir de los perfiles de pozo se realizó la correlación de la Fm. Vaca Muerta. 
Además de los topes formacionales de Vaca Muerta y Tordillo (Base Vaca 
Muerta) se identificaron cuatro niveles fácilmente correlacionables y que se 
denominaron MFS, InfraVM_1_1, VM_1_1 y VM_1_2. El detalle de esta 
correlación se muestra en la figura 27. Estos niveles se trasladaron luego a la 
sísmica y fueron utilizados como base para la interpretación de los horizontes 
(figura 28). 
 
Figura 27. Correlación entre pozos LJE.x-1011 y LJE.x-1014, nivelada al tope de la Fm. Vaca Muerta. 
 
El ajuste entre las profundidades de los pozos y los tiempos de la sísmica se 
realizó con la generación de sismogramas sintéticos para cada sondeo. Para 
esto se utilizaron los perfiles eléctricos sónico y densidad, en conjunto con una 
ondícula extraida del propio cubo de amplitudes para la convolución de los 
coeficientes de reflexión. En la figura 28 se ilustra el ajuste entre el tiempo de la 
sísmica y la profundidad del pozo para el sondeo LJE.x-1010. 
33 
 
 
 
Figura 28. Inline 1095 en TWT ilustrando la interpretación de horizontes sobre la Fm. Vaca Muerta. 
 
Continuando con la interpretación estructural, se identificaron dentro de la 
sísmica 3D tres trenes de fallas normales paralelos de orientación NNO-SSE en 
un arreglo típico en echelón como ya se expuso anteriormente. A su vez, la 
estratigrafía fue abordada desde el punto de vista secuencial tomando como 
referencia a la subdivisión realizada en la “Transecta Regional de la Formación 
Vaca Muerta”. 
El paso siguiente consistió en el armado del modelo estructural en tiempo. 
Este modelo será tomado como base para el grillado 3D, el cual se poblará con 
las diferentes propiedades. 
Para esto, tienen que ser modeladas en primera instancia las fallas, de las 
cuales debieron ser descartadas aquellas que no afectaban al intervalo de 
interés, y luego los horizontes. El proceso de “Pillar Gridding” permite insertar 
una serie de pilares entre las fallas, elementos que son la base para el grillado 
propiamente dicho. Una vez realizado esto, las interpretaciones de los horizontes 
fueron insertados y modelados de manera concordante. Fue esencial también 
determinar y agregar en el modelo las fallas que afectaban a cada horizonte. 
Finalmente se crearon las zonas, habiendo quedado definidas una entre cada 
par de horizontes adyacentes y a su vez cada zona se subdividió en capas 
tomando como máximo un espesor de 2 milisegundos. El flujo de trabajo para el 
modelado y grillado se ejemplifica en la figura 29. Es sobre el modelo grillado 
que serán escalados los atributos sísmicos y las propiedades geofísicas y 
geoquímicas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 29. Workflow para el Modelado estructural y Grillado. 
 
 Fallas PillarGridd Horizontes Zonas Capas 
34 
 
La validación del modelo estructural fue realizada corroborando la relación 
entre los horizontes y las fallas, es decir que se respetaran los rechazos y la 
geometría para cada uno de los horizontes habiendo resultado satisfactorio. 
 
A partir de modelo estructural también fueron confeccionados mapas 
isócronos e isocronopáquicos, convertidos a profundidad utilizando el modelo de 
velocidad. 
Para el modelo de velocidad que se utilizó para convertir todos los elementos 
interpretados y creados en tiempo a profundidad, se usaron cuatro topes y sus 
respectivos tiempos y profundidades del pozo LJE.x-1001. Estos fueron: 
Quintuco superior, Quintuco inferior, Vaca Muerta, y el Mb. Catriel (Base Vaca 
Muerta). Poniendo atención sobre las diferencias entre las profundidades reales 
y las calculadas según el modelo para dichos topes en los pozos restantes, fue 
simple ir corrigiendo los parámetros para su mejor adecuación. El error máximo 
fue de 11.65m y el menor de 0.43m. Tomándolos como aceptables quedó 
definida una ley de velocidad entre la parte más somera de la sísmica y Quintuco 
que considerara una variación en la velocidad de tipo lineal. El modelo definitivo 
se realizó usando los mismos topespero a partir de todos los pozos. 
Subsiguientemente se llevó a cabo la extracción de atributos sísmicos sobre 
el cubo de amplitudes. Se eligieron por un lado atributos geométricos que 
resaltaran aspectos estructurales, y por el otro, atributos estratigráficos que 
permitan visualizar diferencias dentro de Fm. Vaca Muerta de distintas 
cualidades. 
Los atributos geométricos fueron utilizados para corroborar la interpretación 
original de las fallas. Se corrieron a lo largo de todo el cubo de amplitudes y luego 
se extrajeron sus valores para las superficies de interés. Para ellos se eligieron: 
• Varianza (con una ventana vertical de 10 metros): mide las diferencias 
de amplitud entre las trazas vecinas enfatizando la impredecibilidad de 
los horizontes sísmicos. Valores altos de varianza pueden indicar la 
existencia de fallas (figura 30). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 30. Ejemplificación de la extracción de valores de Varianza sobre la base de la Fm. 
Vaca Muerta. 
 
• Curvatura Máxima: dado un radio vertical y horizontal, en este caso 12 
milisegundos y 1 inline/crossline, mide zonas con máximas curvaturas 
35 
 
en los reflectores sísmicos por la comparación entre ellos dentro de la 
ventana de búsqueda (figura 31). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 31. Ejemplificación de la extracción de valores de Curvatura Máxima sobre la base de 
la Fm. Vaca Muerta. 
 
• Curvatura de Buzamiento (K): con los mismos parámetros de búsqueda 
que para la Curvatura Máxima, muestra valores de curvatura positivos 
para convexidades, nulos para planaridades y negativos para 
concavidades. Analizando el mapa se puede ver la geometría de las 
fallas (figura 32). 
 
 
Figura 32. Ejemplificación de la extracción de la curvatura de buzamiento sobre la base de la Fm. 
Vaca Muerta. Se ilustran las fallas; y los tipos de curvaturas: K>0 (convexo), K=0 (plano), K<0 
(concavo). 
 
Los atributos estratigráficos fueron realizados sólo sobre el intervalo ocupado 
por la Fm. Vaca Muerta. Si bien la metodología es válida cabe aclarar que no es 
conclusiva en este trabajo ya que debería haber mayor población de pozos con 
las propiedades de Gamma Uranio y GR por lo que el resultado es cualitativo. A 
continuación, se detallan los más importantes: 
• Inversión Genética – Uranio: este atributo requiere como input el cubo 
de amplitudes sísmicas más un perfil. El resultado es un volumen de la 
propiedad que represente ese perfil. Es una manera rápida en Petrel 
de obtener un modelo aproximado de esa propiedad. En este caso, se 
36 
 
M LJLJE.x-1010 
utilizó el perfil de gamma Uranio ya que es un elemento que se ha 
comprobado estadísticamente que tiene una correlación positiva con el 
contenido de COT en lutitas (figura 33). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 33. Inline 1049. Ejemplificación de la Inversión genética de Uranio y perfil de Gamma 
Uranio para el sondeo LJE.x-1010. 
 
• Inversión Genética – GR: de la misma manera se pueden utilizar los 
perfiles de GR, aquí el GRC (corregido), y si bien este no discrimina 
entre los diferentes elementos radioactivos, permite predecir el 
reservorio lutítico (figura 34). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 34. Inline 1025. Ejemplificación de la Inversión genética de GR y perfil de GRC para el 
sondeo LJE.x-1014. 
 
• Impedancia Acústica – IA: Si bien forma parte del conjunto de datos 
originales, la interpretación de las variaciones de la IA resulta muy útil 
ya que posee una correlación inversa con el contenido orgánico. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 35. Inline 1050 sobre el cubo de IA. 
 
 
Posteriormente estos atributos fueron escalados a la grilla 3D, a partir de la 
cual pudieron ser extraidos mapas para cada superficie de manera de observar 
variaciones horizontales de tales rasgos. 
37 
 
 
Parte importante fue la generación de volúmenes de propiedades geofísicas 
y geoquímicas a partir del cubo de impedancia acústica. Es bien conocida la 
buena correlación inversa que existe entre la impedancia acústica (IA) y el 
contenido orgánico (COT) de las rocas lutíticas orgánicas. Ésta otorga tiempos 
de tránsito altos y densidades bajas. Como la IA se define como Velocidad P x 
Densidad, siendo la Velocidad P igual a la inversa del DTC, pueden entonces 
generarse una serie de correlaciones entre estas propiedades, y entre ellas y el 
COT. Los volúmenes que se decidieron obtener fueron los de DTC, DTS, RHOB 
y COT a partir de las siguientes correlaciones: 
 
• DTC (useg/pie) vs IA 
• RHOB (gr/cm3) vs IA 
• DTS (useg/pie) vs DTC 
• COT (%) vs IA 
 
La metodología consistió en primera instancia en analizar esas correlaciones 
a escala de pozo y obtener las regresiones que mejor las representen. Para la 
validación de las regresiones se utilizaron pozos testigo que ayudarán a entender 
el grado de predicción de los perfiles. Con estas ecuaciones validadas se 
calcularon las propiedades del volumen del modelo. Los crossplots se 
presentarán en la parte de resultados. 
En cuanto al contenido orgánico debió utilizarse inicialmente el COT de 
cuttings dado su mayor representación vertical, pero su posterior corrección por 
el COT de corona permite obtener valores más cercanos a la realidad dada su 
naturaleza puntual. 
Los volúmenes así obtenidos fueron luego escalados a la grilla desde donde 
fue posible evaluar, previa validación con el dato original de pozo, para cada 
propiedad los valores en cada zona. 
 
 
El tiempo de tránsito compresional y de cizalla (DTC y DTS) en conjunto con 
la densidad (DEN) son tres de los atributos más importantes que también se 
determinan para una roca lutítica que desea ser estudiada como recurso 
hidrocarburifero no convencional debido a que de ellas derivan parámetros 
elásticos y las implicancias que estas tienen en las propiedades geomecánicas 
y la fracturabilidad de la roca. 
Entonces a partir de ellos se calcularon el coeficiente de Poisson (n) y el 
módulo de Young (E) como sigue: 
 
n = [0.5 ∗ (
𝐷𝑇𝑆
𝐷𝑇𝐶
)
2
− 1] / [(
𝐷𝑇𝑆
𝐷𝑇𝐶
)2 − 1] 
 
𝐸 = 2 ∗ [𝐷𝐸𝑁 ∗ (
1
𝐷𝑇𝑆
)
2
∗ (1 + 𝑛)] ∗ 0.145 
 
 
La hipótesis es que las rocas dúctiles exhiben E bajo y alto n, siendo inversa 
la relación para las rocas frágiles (Perez y Marfurt, 2014). Utilizando los datos de 
n y E se representaron los mismos en un gráfico (figura 36) propuesto por Perez 
y Marfurt (2014) quien clasifica a la roca en base a los dos parámetros 
38 
nombrados en dúctiles, menos dúctiles, menos frágiles y frágiles. En la tabla 4 
se muestran los valores máximos de “n” para la clasificación de las rocas en el 
gráfico de Perez y Marfurt. 
Tabla 4. Valores máximos de n para la zonación de las propiedades mecánicas según Perez y Marfurt 
(2014). 
Figura 36. Comportamiento geomecánico según parámetros n y E (Perez y Marfurt 2014). 
Para concluir, la integración e interpretación final de los análisis previos 
derivaron en un volumen del cubo sísmico que se consideró apropiado para 
continuar su evaluación como reservorio no convencional. 
A modo de resumen metodológico se muestra a continuación (figura 37) el 
flujo de trabajo que integra todos los pasos descriptos en esta sección. 
n 
n
39 
 
 
 
Figura 37. Workflow generalizado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
40 
RESULTADOS 
Serán presentados en primer lugar los mapas estructurales e isopáquicos 
obtenidos del intervalo sísmico ocupado por la Fm. Vaca Muerta. Este 
acercamiento inicial dará una idea de la estructura a la cual nos enfrentamos. A 
continuación, los atributos estructurales y estratigraficos obtenidos a partir del 
cubo de amplitudes sísmicas, extraidos y presentados sobre los horizontes 
interpretados, permitirá la primera aproximación cualitativa al volumen de interés 
según las características definidas por cada uno de ellos. Posteriormente, nos 
referiremos a las propiedades geofísicas y derivadas elásticas y aún más 
importantes geoquímicas (COT), para lo cual fue utilizado el cubo de 
impedanciasacústicas en conjunto con los perfiles electricos apropiados. Serán 
mostradas cada una de estas propiedades distribuidas en el modelo 3D en 
profundidad, del cual se extrajeron valores para cada horizonte y mapas 
isopáquicos para el caso del COT. 
Mapas estructurales e isopáquicos 
En la sección de la figura 38 se ilustra los horizontes interpretados sobre la 
Fm. Vaca Muerta a partir de los cuales se confeccionaron mapas estructurales. 
Estos son: Base Vaca Muerta, MFS, InfraVM_1_1, VM_1_1, VM_1_2 y Techo 
Vaca Muerta. Son superficies que muestran el mismo estilo estructural, 
levemente plegadas con cierres contra las fallas, buzando hacia el O-SO. 
Figura 38. Inline 1095 en TWT ilustrando cuales fueron los horizontes interpretados sobre la Fm. Vaca 
Muerta. 
 Sobre los mapas estructurales escalados a profundidad con el modelo 
develocidad (figuras 39 y 40) se observa que los rechazos de algunas fallas se 
van haciendo cada vez más chicos hacia el tope de la formación, desapareciendo 
incluso dos de ellas. 
-2448
-2412
-2412
-2412
-2376
-2376 -23
76
-2376
-2376
-23
40
-2340
-2340
-23
76
-2412
-2340-234
0
-2268
-2304
-2304
-2
30
4
-2304
-2268
2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
57
62
00
0
57
63
00
0
57
64
00
0
57
65
00
0
57
66
00
0
57
67
00
0
57
68
00
0
57
69
00
0
5762000
5763000
5764000
5765000
5766000
5767000
5768000
5769000
2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
2544000 2545000 2546000 2547000 2548000 2549000 2550000 2551000 2552000 2553000 2554000 2555000 2556000 2557000
57
62
00
0
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Techo Vaca Muerta [m]
41 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 39. Mapa estructural a la base del Fm. Vaca Muerta. De arriba abajo: Base Vaca Muerta, MFS 
e InfraVM_1_1. 
-2
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